新和-三道桥地区白垩系巴西盖组储层特征及控制因素

马红强 夏永涛 赵永强 韩强 乔桂林

摘   要：塔里木盆地新和-三道桥地区白垩系巴西盖组为辫状河-滨浅湖相沉积，储层主要发育于辫状河三角洲前缘水下分流河道和滨浅湖滩坝砂相。储集空间类型主要为残余原生孔隙，次为少量次生孔隙。主要成岩作用为压实、胶结和溶蚀作用，其中压实和胶结作用较强，溶蚀作用较弱。在沉积作用基础上的成岩作用控制了现今储层面貌，导致孔隙损失的主要成岩作用为压实和胶结作用，溶蚀增孔作用非常有限。通过对新和-三道桥地区白垩系巴西盖组储层特征及控制因素分析，为该区下一步油气勘探提供依据。

关键词：塔里木盆地;新和-三道桥;白垩系;储层;巴西盖组

近年来，塔里木盆地北部英买46井、玉东7井、中秋1及Xh5井在白垩系获得油气突破，英买46和玉东7井区在白垩系巴西盖组的突破使新和-三道桥地区成为勘探热点。前人对塔里木盆地北部库车坳陷天然气主力产层白垩系巴什基奇克组研究较多，对新和-三道桥白垩系巴西盖组研究程度相对较低，对不同沉积相带砂体展布、成岩作用及储层受控因素研究相对薄弱[1-15]。本文利用新和-三道桥及邻区主要钻井岩心分析化验、录井、测井及地震等资料，分析沉积（微）相、成岩作用、储层发育及受控因素，为明确有利储层发育区提供指导。

1  沉积背景及砂体展布

新和-三道桥地区位于塔里木盆地北部库车坳陷南缘与沙雅隆起北部雅克拉断凸，西部紧邻沙西凸起（图1）[1]。白垩系巴西盖组岩性纵向上主要分为两段，下段以粉-细砂岩为主，部分井发育含砾中粗粒砂岩;上段以泥岩为主，整体发育辫状河三角洲-滨浅湖相沉积（沉积方面补充了岩心资料）（图2）[1，4-5]，但新和与三道桥地区沉积特征有一定差异。

新和地区经白垩纪初期舒善河组填平补齐后，巴西盖组沉积了较厚砂体，主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道相，局部发育滩坝相。重矿物特征及砂岩含量和岩层厚度分析表明，储层可能受到西南地区新和-英买力凸起物源的影响（图3）[1，4]。三道桥地区巴西盖组沉积早期，主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体，砂体较厚，连续性较好，表明物源供应充足。沉积晚期湖平面上升，物源供应减弱，主要发育滨浅湖相，局部发育滩坝砂[1]。近NE向沉积微相分析表明，沉积早期无论是新和还是三道桥地区主要发育水下分流河道砂体，砂体较厚，砂岩含量高。沉积晚期新和地区主要发育水下分流河道砂体，三道桥地区受北部天山物源影响，与新和地区差异明显，构造沉降较大，水体变深，砂岩厚度变薄（图4，5）[1，4]。

新和地区巴西盖组下段砂岩累积厚度10～30 m。砂地比为59.68%～91.78%，仅Xh101井为46.75%，向北呈降低趋势。Xh2井区和Xh3井区附近为水下分流河道沉积，砂体广泛发育。在Xh2-Xh1-Xh3-Xh5井一线向北相变为滨浅湖相沉积。上段砂岩累积厚10～20 m，Xh101井和Xh5井最薄处为9 m和3 m。砂地比分别为42.65%和46.75%，Xh101和Xh5井砂地比为28.99%和27.27%。沉积相变化不大，主要发育水下分流河道砂体。局部发育滩坝相，砂體厚度和分布范围变小。表明受湖泊扩张影响，水体加深，砂岩厚度变薄（图4）。三道桥地区巴西盖组下段砂体累积厚10～30 m，砂地比为61.17%～86.15%。Qg2和S53井砂地比分别为52.22%和52.83%，S53-1井砂地比为28.83%。上段砂岩分布有限，厚度差异较大。Qg2和S53井砂岩厚度分别为16.96 m和18.25 m，其余井砂岩厚度均在10 m以下，砂地比为10.53%～38.40%。表明该区主体发育滨浅湖相，局部发育滩坝相砂体，受湖盆扩张影响明显（图5）。

2  成岩作用及成岩演化

2.1  成岩作用类型

巴西盖组砂岩矿物成熟度相对较低，岩石类型主要为岩屑长石砂岩、岩屑砂岩和长石岩屑砂岩。塑性颗粒含量较多，压实作用较强。岩石颗粒主要以线及点-线接触为主，镜下可见矿物颗粒破碎、压弯塑性变形及定向排列（图6）。

巴西盖组胶结作用主要为碳酸盐和粘土矿物胶结，石英次生加大（图7）。碳酸盐胶结发育较普遍，碳酸盐矿物主要包括方解石、白云石和铁方解石等，阴极发光主要为橘黄色。碳酸盐胶结物含量在平面分布上有一定差异，其中Qg1井区和Qg2井含量最高，其余钻井含量较低。局部层段由于方解石胶结和粘土矿物环边的发育可抑制压实作用，导致砂岩压实作用较弱（图6，7）。结合7口钻井34个阴极发光、23个碳氧同位素样品资料分析，早期碳酸盐胶结不发育，主要为晚期碳酸盐胶结（图7，8）。据星火1、Qg101和Qg4井巴西盖组砂岩碳酸盐胶结物中盐水包裹体均一温度为104.3℃～122.4℃，平均113.2℃，判断碳酸盐胶结物形成于吉迪克组沉积晚期—康村组沉积中期，主要为晚期胶结。

巴西盖组砂岩溶蚀作用较弱，溶蚀矿物主要为长石、岩屑和少量碳酸盐矿物（图9）。依据如下：①碳酸盐矿物大多晶形完备、无溶蚀痕迹;②晚期加大石英，晶形完好，表明其形成时仍有较多自由空间，原生孔隙未被完全充填;③孔隙纵向分布特征表明，其随深度增大而减小，无典型的受溶蚀作用影响的异常增大层段。

2.2  成岩及孔隙演化

巴西盖组经历了不同成岩和孔隙演化阶段[10-15]。早成岩A期：在新近系沉积（25 Ma）以前，为表生-浅埋藏成岩环境，成岩作用主要为压实作用，原生孔隙迅速减小。少量伊利石、伊蒙混层分布粒表形成粘土膜，早期少量方解石孔隙式胶结，起到一定抗压作用。早期的淡水及有机酸，对砂岩沉积物中易溶骨架颗粒（岩屑、长石）及早期方解石胶结物少量溶解;早成岩B期：为25～10 Ma，深埋藏早期，沉积物进入快速埋藏阶段，压实作用进一步增强，粒间孔隙快速减少。部分酸性流体对碳酸盐矿物、长石和岩屑进一步溶蚀，形成少量次生孔隙;中成岩A期：10 Ma至今，深埋藏晚期，颗粒大部分为点-线接触。普遍见石英次生加大，晚期含铁碳酸盐胶结，长石、岩屑等碎屑颗粒及碳酸盐胶结物发生溶蚀。

3  储层特征及控制因素

巴西盖组储集空间类型主要为残余原生粒间孔隙及少量溶蚀孔。下段砂岩原始孔隙度为27.26%～40.17%，平均33.86%～36.80%。原始孔隙度与颗粒粒度大致呈正相关，沉积作用控制了储层的原始孔隙度。早期发生沉积后发育一定的原生孔隙，后期经不同演化阶段和不同成岩作用，保留了一定的原生孔隙，并叠加了部分次生孔隙。造成孔隙损失的主要成岩作用是压实作用，次为胶结作用，溶蚀作用对储层孔隙的增加贡献较小。压实作用对储层损失率为26.84%～67.48%/46.69%，损失了9.21%～24.29%/16.54%的孔隙度。胶结作用对孔隙损失率为9.29%～51.22%/29.07%，损失3.25%～17.40%的孔隙度。溶蚀作用增加了0.26%～3.49%/1.48%的孔隙度（图10）。

4  结论

（1） 新和-三道桥地区白垩系巴西盖组主要发育辫状河-滨浅湖相沉积，储层主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道相和滨浅湖滩坝砂体。

（2） 新和-三道桥地区白垩系巴西盖组主要发育压实、胶结和溶蚀作用。压实作用较强，碳酸盐岩胶结作用较普遍，溶蚀作用较弱。主要溶蚀长石、岩屑和少量碳酸盐胶结物。

（3） 新和-三道桥地区白垩系巴西盖组储集空间类型主要为残余原生孔隙和少量次生孔隙。在沉积作用基础上的成岩作用控制了现今储层的面貌，导致孔隙损失的主要作用是压实和胶结作用，溶蚀作用增孔非常有限。

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Reservoir Characteristics and Controlling Factors of Cretaceous Baxigai Formation in Xinhe-Sandaoqiao Area

Ma Hongqiang1，2，3，Xia Yongtao3，Zhao Yongqiang1，2， Han Qiang3，Qiao Guilin1，2，3

（1.Wuxi Institute of Petroleum Geology，Petroleum Exploration and Development Research Institute of SINOPEC，Wuxi，Jiangsu，214126，China;2. SINOPEC Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms， Wuxi，

Jiangsu，214126，China;3.Exploration and Development Research Institute，Northwest Oilfield Branch

of  SINOPC，Urumqi，Xinjiang，830011，China）

Abstract： The Cretaceous Baxigai Formation is mainly braided river and shore-shallow lake deposition in Xinhe-sandaoqiao area of Tarim Basin  and the reservoirs are mainly developed in braided river delta front subaquatic distributary channel and shore-shallow lake beach bar sand. The main diagenesis types are compaction， cementation and dissolution， of which compaction is strong， late carbonate cementation is common， dissolution is weak， and the main dissolution is feldspar， rock debris and a small amount of carbonate cementation. Reservoir space types are mainly primary pores and a few secondary pores. Sedimentary microfacies are the main factors affecting Reservoir. The main causes of pore loss are compaction and cementation， and dissolution are very limited to pore enhancement. Through the analysis of the reservoir characteristics and controlling factors of the Cretaceous Baxigai formation in Xinhe-Sandaoqiao area， this paper provides a reference for the next oil and gas exploration in this area.

Key words： Xinhe-sandaoqiao;Cretaceous;reservoir;Baxigai Formation;Tarim Basin